ВСН 39-1.10-006-2000. 
Правила производства работ по выборочному капитальному ремонту магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях

ВСН 39-1.10-006-2000. Правила производства работ по выборочному капитальному ремонту магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях

      Главная - ГОСТ и СНиП, СанПиН, НПБ, ПБ, скачать ГОСТы бесплатно, ГОСТ по охране труда, ППБ скачать бесплатно, сметная программа, GOST, SNIP, SANPiN Написать нам
 
   
 

 

 

 

Случайно выбранные документы:
ГОСТ 27.310-95 - Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения

 

 
Документы ->  Всн (ведомственные строительные нормы) ->  ВСН 39-1.10-006-2000 -> текст целиком

 

ВСН 39-1.10-006-2000. Правила производства работ по выборочному капитальному ремонту магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях

 

ПРАВИЛА

производства работ по выборочному капитальному ремонту магистральных

газопроводов в различных природно-климатических условиях

 

ВСН 39-1.10-006-2000

 

 

Согласовано с Начальником Управления Газового надзора ОАО "Газпром" Ю.Н. Аргасовым

 

Зам. начальника Упртрансгаза ОАО "Газпром" В.В. Салюковым

 

Генеральным директором ВНИИГАЗа А.И. Гриценко

 

утверждено членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 21.01.2000 г.

 

 

АННОТАЦИЯ

 

Настоящие Правила выполнены в соответствии с Межгосударственной научно-технической программой "Высоконадежный трубопроводный транспорт" (п. 3.4.).

В разработке Правил принимали участие:

И.Н. Альбов, И.И. Велиюлин, А.Т. Лукомский, А.Д. Решетников, Ю.В. Голенко, Д.Ю. Александров, A.M. Растворцева, С.А. Карамян, Н.П. Васильев, К.М. Нагорнов, А.И. Парфенов, А.Б. Докутович.

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Действие настоящих Правил распространяется на выборочный ремонт линейной части магистральных газопроводов до Æ1420 мм включительно, всех классов и категорий, транспортирующих природный газ, газоконденсат и другие продукты, не содержащие коррозионно-активные компоненты, и уложенных подземно в нормальных условиях и на болотах.

1.2. Под выборочным ремонтом следует понимать такой способ ремонта, при котором на участке магистрального газопровода, ограниченном двумя последовательно расположенными линейными кранами, выполняются локальные ремонтно-восстановительные работы на местах выявленных дефектов.

1.3. Выборочный ремонт магистральных газопроводов подразделяется на следующие виды:

а) выполняемый под давлением газа;

б) выполняемый на отключенном и освобожденном от газа участке.

Выборочный ремонт под давлением газа применяется при замене изоляционного покрытия газопровода на локальном участке и ликвидации повреждений металла труб, не требующей остановки перекачки (см. гл. 5). При этом величина снижения рабочего давления для производства ремонтно-восстановительных работ на действующем газопроводе принимается газотранспортным предприятием по согласованию с ЦПДУ ОАО «Газпром».

1.4. Решение о назначении вида выборочного ремонта должно быть обосновано газотранспортным предприятием на базе соответствующих технико-экономических расчетов для каждого конкретного участка газопровода, на котором планируется выполнение ремонтно-восстановительных работ. Технико-экономические расчеты должны входить в состав проекта на выборочный ремонт участка газопровода и согласовываться с Упртрансгазом ОАО «Газпром» и НТЦ «Ремонт газопроводов» ВНИИГАЗа.

1.5. Выборочный ремонт производится на основе предремонтной диагностики технического состояния участка газопровода, выполняемой путем:

- пропуска внутритрубных снарядов-дефектоскопов;

- бесконтактного магнитометрического метода контроля;

- проведения электрометрических измерений;

- обследования труб в шурфах.

1.6. Дефекты и повреждения газопроводов подразделяются на:

а) дефекты изоляционного покрытия;

б) нарушение геометрических параметров трубы (овализация, гофры, вмятины);

в) дефекты металла трубы;

г) искривления оси газопровода с образованием арок выпучивания;

д) нарушения условий заглубления и балластировки.

В свою очередь, дефекты металла трубы включают:

а) поверхностные повреждения трубы механического происхождения (царапины, риски, задиры) и коррозионные повреждения (каверны, стресс-коррозионные повреждения);

б) эрозионные утонения стенки.

1.7. Необходимость ремонта повреждений металла трубы определяется согласно «Рекомендациям по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов» [15].

Необходимость ремонта арок выпучивания определяется согласно «Инструкции по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах» [12].

1.8. Испытание отремонтированных участков газопроводов, контроль качества ремонтно-восстановительных работ, а также техника безопасности и охрана окружающей среды выполняются в соответствии с требованиями «Правил производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов» ВСН 51-1-97.

 

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА

 

2.1. Вопросы организации выборочного ремонта, проводимого с отключением газопровода и освобождением его от газа, прорабатываются при проектировании с составлением графика производства работ.

2.2. Выборочный ремонт в районах умеренной климатической зоны планируется, как правило, на летний период. Только в местах труднопроходимых болот ремонт с выполнением земляных работ планируют на зимний период, когда глубина промерзания болотного грунта достигает величины 0,2 м и более.

2.3. Порядок выполнения работ на местах ремонта определяют расчетом технико-экономических показателей. При этом местом ремонта считается локальный участок газопровода, непосредственно на котором выполняются ремонтно-восстановительные работы.

На отключенном от газа и ремонтируемом участке газопровода, в зависимости от количества и расположения выявленных дефектов, может быть несколько мест ремонта.

Несколько близко расположенных дефектов объединяются одним местом ремонта и ремонтируются с разработкой одной непрерывной траншеи.

2.4. При наличии одного места ремонта на участке газопровода последовательность работ и сроки их проведения определяются из условий максимального использования поточного метода производства.

2.5. При наличии на участке газопровода нескольких мест ремонта наиболее рациональная последовательность производства работ определяется с учетом технического оснащения ремонтных подразделений. Для организации работ используют последовательный, параллельный или комбинированный порядок ремонта.

2.6. Последовательный порядок выборочного ремонта подразумевает введение ремонтно-восстановительных работ на всех местах ремонта одной бригадой. Последовательный порядок применяют в том случае, когда имеющиеся в наличии технические средства для ремонта ограничены и нет возможности для формирования нескольких ремонтных бригад. 

2.7. Параллельный порядок ремонта отличается тем, что количество ремонтных бригад соответствует количеству мест ремонта на участке газопровода. Работы начинаются после освобождения участка газопровода от газа одновременно всеми бригадами на всех местах ремонта. Состав и оснащение ремонтных бригад зависят от объемов работ и определяются конкретно для каждого ремонтного места.

2.8. Если на участке газопровода количество ремонтных мест превышает число возможно сформированных ремонтных бригад, то используется комбинированный порядок выборочного ремонта. В этом случае бригады работают одновременно на разных местах ремонта, и по мере завершения работ переходят на следующие.

 

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

 

3.1. Подготовительные работы при выборочном ремонте газопроводов выполняют согласно проектам организации строительства и производства работ в соответствии с требованиями «Правил производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов» ВСН 51-1-97 и настоящего документа.

3.2. В состав подготовительных работ входит:

- предремонтное обследование мест ремонта и окружающей территории, включая параллельные нитки газопроводов;

- определение оси трассы, глубины заложения газопровода и других коммуникаций, а также осей параллельных ниток газопроводов в местах ремонта;

- сооружение временных дорог, обустройство переездов через действующие нитки газопроводов;

- подсыпка привозным грунтом в местах провалов и промоин на параллельных действующих нитках газопроводов в зоне мест ремонта;

- обустройство временных площадок складирования строительных материалов, мест временного базирования персонала и ремонта строительной техники;

- доставка и хранение необходимых строительных материалов, конструкций и оборудования;

- ремонтно-профилактическая подготовка строительной техники и транспортных средств;

- подготовка средств защиты и пожаротушения.

3.3. Предремонтное обследование выполняют визуальным осмотром в натуре и инструментальными замерами для уточнения характера местности, фактического состояния существующих подъездных дорог и вдольтрассовых проездов, выявления опасной загазованности и ее источников, определения мест подсыпки привозного грунта для надежной защиты параллельных ниток газопроводов.

3.4. Результаты измерений глубины заложения ремонтируемого газопровода наносят на вешки и колышки, забиваемые по оси газопровода. Оси параллельных ниток газопровода и других коммуникаций также отмечаются на местности вешками.

Для обеспечения нормальной и безопасной работы ремонтно-строительной техники определяют фактическое расстояние от ремонтных мест до параллельных ниток газопроводов, которое должно быть не менее 2,0 м.

3.5. Подготовительные работы в условиях обводненной и заболоченной местности включают в себя восстановление старых и устройство новых вдольтрассовых дорог, проездов и технологических площадок.

Предварительным обследованием определяют фактическое состояние дорог, необходимых для подвоза материалов и оборудования к местам ремонта. По результатам обследования определяют состав и объем выполняемых работ.

3.6. На болотах, обводненных и переувлажненных участках трассы используют конструкции строительных дорог с применением рулонных нетканных синтетических материалов (НСМ).

Прослойку из НСМ укладывают в пределах проезжей части непосредственно на грунт под слой основания из минеральных грунтов. В зависимости от грунтовых условий, состояния и вида подстилающего слоя, планируемых объемов транспортировки грузов дорожные конструкции усиливают путем устройства дополнительного слоя лежневого настила, хворостяной выстилки или выравнивающего слоя.

Технологические параметры временных дорог с прослойкой в основании из нетканного синтетического материала приведены в табл. 1.

 

Таблица 1

 

Технологические параметры временных дорог с прослойкой в основании

из нетканного синтетического материала

 

№№

Тип болота

Составляющие конструкции временной дороги

Высота

слоя

насыпи (м)

Ширина

проезжей

части (м)

1

I тип.

Прослойка из НСМ

-

8,0

 

Торф устойчивой

Песчаное основание

0,5

 

 

консистенции

Грунтовое покрытие

0,2

 

2

I тип.

Прослойка из НСМ

-

8,0

 

Глубина торфяной

Песчаное основание

0,5

 

 

залежи до 4 м

Прослойка из НСМ

-

 

 

 

Грунтовое покрытие

0,2

 

3

II тип.

Прослойка из НСМ

-

8,0

 

Глубина торфяной

Песчаное основание

0,5

 

 

залежи до 4 м

Прослойка из НСМ

-

 

 

 

Армирующий слой из лежней или деревянных щитов

0,2

 

 

 

Песчаное основание

0,5

 

 

 

Грунтовое покрытие

0,2

 

4

II тип.

Глубина торфяной

Поперечный деревянный настил или хворостяная выстилка

0,2

8,0

 

залежи до 4 м

Прослойка из НСМ

-

 

 

 

Песчаное основание

0,5

 

 

 

Прослойка из НСМ

-

 

 

 

Песчаное основание

0,5

 

 

 

Грунтовое покрытие

0,2

 

 

Отсыпку песчаного основания производят слоями толщиной 0,25 м с тщательным ее уплотнением продольными проездами груженных автосамосвалов.

Прослойку НСМ собирают из отдельных полотен с нахлестом в 10-20 см.

Крупные заготовки из нескольких скрепленных с помощью пламени паяльной лампы полотен НСМ должны предварительно готовиться в базовых условиях. Такие заготовки сворачивают в рулоны и доставляют к месту производства работ.

3.7. Технологические площадки для разгрузки и сварки труб, разгрузки балластирующих пригрузов, установки водоотливных устройств представляют собой местные уширения вдольтрассового проезда. Размеры и место расположения технологических площадок определяются проектом.

 

4. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

 

4.1. К земляным работам при выборочном ремонте газопроводов относятся:

- снятие плодородного слоя грунта;

- вскрытие газопровода;

- ручная доработка грунта непосредственно у трубы и подкапывание под трубопроводом;

- обратная засыпка траншеи и восстановление плодородного слоя;

- обвалование участков газопровода, вышедших на поверхность земли.

4.2. Проектировать и выполнять земляные работы при выборочном ремонте газопроводов следует в соответствии с ВСН 51-1-97 [10] и требованиями настоящего документа.

4.3. Характер и технология производства земляных работ зависят от принятого способа ремонта, объемов работ, грунтовых и климатических условий.

4.4. Способы ремонта разделяются на:

а) ремонт с демонтажем трубы и подъемом ее на поверхность земли;

б) ремонт в траншее без демонтажа трубы.

4.5. При ремонте с демонтажем трубы и подъемом ее на поверхность земли газопровод вскрывают, снимая грунт либо сверху и с обеих боковых сторон, либо сверху и с одной боковой стороны газопровода до нижней образующей.

Эти работы производят одноковшовым или специальным многоковшовым вскрышным экскаватором.

4.6. Для сокращения объемов земляных работ и увеличения темпов вскрытия и подъема трубопровода на поверхность земли при демонтаже протяженных (более 100 м) участков газопроводов применяют разработанный во ВНИИГАЗе специальный извлекатель, представляющий собой роликоопору, которую подводят под газопровод с помощью трубоукладчика. Рабочий ход извлекателя, поддерживаемого на стреле трубоукладчика, обеспечивается тракторным тягачом на канатной сцепке (рис. 1).

Использование извлекателя дает возможность сохранения трубы для ее повторного использования при высоком темпе производства работ. При этом не требуется предварительного полного вскрытия газопровода. В плотных грунтах достаточно провести рыхление или снятие только верхнего слоя грунта.

4.7. При ремонте трубы в траншее возникает необходимость, кроме вскрытия трубопровода сверху и с боковых сторон, производить также подкапывание под газопроводом для освобождения его от грунта по всему периметру.

В этом случае боковые траншеи заглубляют ниже нижней образующей трубы (рис. 2), а грунт, извлеченный из под трубы, укладывают на дно боковых траншей.

4.8. Для механизации подкапывания под газопроводом применяют специальный подкапывающий ковш одноковшового экскаватора, или используют специальные подкапывающие машины виброударного действия, разработанные ВНИИГАЗом.

 

 

Рис. 1. Извлекатель трубопроводов. Схема работы.

 

1 - корпус извлекателя; 2 - трубопровод; 3 - боковые ножи; 4 - узел крепления тяговых связей; 5 - верхняя серьга; 6 - роликоопора; 7 - лидерный рассекатель; 8 - тяговые связи.

Q1 - вертикальное усилие (обеспечивается с помощью крана-трубоукладчика);

Q2 - тяговое усилие (обеспечивается с помощью тракторного тягача).

 

 

Рис. 2. Параметры траншеи при вскрытии газопровода с подкапыванием.

 

1. Газопровод; 2. грунт, извлекаемый под трубопроводом; 3. боковые траншеи;

А - ширина боковой траншеи, определяемая шириной ковша экскаватора;

В = 0,5-0,6 м - глубина подкапывания под трубопроводом; S = 0,15-0,20 м - толщина слоя грунта, оставляемого для исключения повреждений газопровода.

 

5. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ГАЗА

 

5.1. Ремонт сквозных повреждений с применением специальных устройств.

 

5.1.1. Выборочный ремонт сквозных отверстий диаметром до 14 мм, расположенных на верхней половине сечения трубы, может быть произведен при помощи устройства для заделки свищей УЗС-01, состоящего из опорной плиты, упорной и нажимной планок, установленных на опорной плите при помощи направляющих (рис. 3). В упорной и нажимной планках установлена шпилька с упорной втулкой и уплотнителем.

5.1.2. Для перекрытия сквозного отверстия собранное устройство устанавливается на поверхность трубы с таким расчетом, чтобы шпилька (7) с надетым на нее уплотнителем (8) расположилась по центру свища. Далее, завинчиванием нажимных болтов (5) упорная и нажимная планки раздвигаются. При этом втягивается шпилька (7), корпус которой разжимает уплотнение, тем самым перекрывая сквозное отверстие. После перекрытия свища гайка (9) отвинчивается, и устройство снимается.

 

а

б

 

Рис. 3. Ремонт при помощи устройства УЭС-01

 

а - установка устройства на свищ; б - заделка свища; 1 - опорная плита; 2 - упорная планка;

3 - нажимная планка; 4 - направляющие; 5 - нажимные болты; 6 - упорная втулка;

7 - шпилька; 8 – уплотнитель; 9 – гайка

 

5.1.3. Поверхность трубы, прилегающая к перекрытому сквозному повреждению на участке не менее 200х200 мм, зачищается от грязи, следов коррозии, остатков изоляции и упрочняется полимерным композиционным материалом. Нанесение полимерного материала на поверхность трубы производится в соответствии с инструкцией по применению выбранного материала.

5.1.4. После отвердения упрочняющего полимерного материала свободный конец шпильки срезается и производится восстановление изоляционного покрытия газопровода.

5.1.5. Для выборочного ремонта труб газопроводов при ликвидации свищевых повреждений и единичных сквозных коррозионных каверн диаметром до 25 мм независимо от места их расположения на поверхности трубопровода может быть использован ремонтный хомут ВГ-101, состоящий из стакана с отводным шлангом и винтовым затвором и собственно крепежного хомута, соединенного со стаканом натяжными болтами (рис. 4).

а

б

 

Рис. 4. Ремонт при помощи хомута ВГ-101

 

а - установка устройства на свищ; б - заделка свища; 1 - стакан; 2 - отводной шланг;

3 - винтовой затвор; 4 - хомут; 5 - натяжной болт

 

5.1.6. При производстве работ хомут устанавливается на трубу в непосредственной близости от дефекта. На нем монтируется при помощи стяжных болтов полностью собранный (с винтовым затвором и отводным шлангом) стакан, который перемещением хомута по трубе надвигается на дефект. Правильность установки стакана определяется по началу интенсивного выхода газа из отводного шланга. После фиксации стакана и хомута натяжными шпильками, а также завинчивания до упора затвора (5) выход газа должен полностью прекратиться. Затем производится восстановление изоляции трубопровода.

5.1.7. Для перекрытия свищевых и коррозионных повреждений труб газопроводов, размеры которых не позволяют использовать для их ремонта устройство УЗС-01 и хомут ВГ-101 применяют сборно-разборную муфту, состоящую из двух полумуфт: опорной и герметизирующей (рис. 5).

 

 

Рис. 5. Ремонтная муфта

 

1 - опорная полумуфта; 2 - герметизирующая полумуфта;

3 - болты; 4 - задвижка (кран); 5 - уплотняющее кольцо; 6 - шнур.

 

5.1.8. Полумуфты устанавливаются на трубу и соединяются вдоль продольной образующей при помощи болтов (3). Герметизирующая полумуфта снабжена краном для свободного выхода газа во время установки муфты и уплотняющего кольца (5). Кроме того, на обоих полумуфтах вдоль радиальных и продольных образующих в специальном пазе установлен специальный шнур (6), который позволяет исключить возможность повреждения стенки трубопровода при установке муфты и герметизирует поверхность трубы под муфтой.

5.1.9. При монтаже полумуфты располагаются таким образом, чтобы дефект оказался внутри уплотняющего кольца (5) герметизирующей полумуфты (2). При этом кран (4) должен быть полностью открыт. После равномерной затяжки болтов (3), расположенных на продольных образующих, кран закрывается, нейтрализуя дефект.

5.1.10. В случае, если после затяжки болтов и перекрытия крана из-под радиальных и продольных образующих полумуфт продолжается утечка газа, затяжные болты (3) должны быть ослаблены, кран открыт, и положение уплотняющего кольца (5) муфты уточняется. После чего процесс повторяется. После окончания работ восстанавливается изоляционное покрытие газопровода.

5.1.11. Работы по ликвидации повреждений труб газопроводов при помощи специальных устройств ведутся согласно требованиям «Временной инструкции по проведению ремонтных работ на магистральных газопроводах под давлением газа». М, ВНИИГАЗ, 1995 [4].

 

5.2. Ремонт с применением пайки

 

5.2.1. Технологический процесс ремонта дефектов основан на герметизации сквозных повреждений методом запайки их специальными низкотемпературными припоями с применением безогневого индукционного нагревателя. При этом используемые низкотемпературные припои обладают улучшенными физико-механическими характеристиками, высокой коррозионной стойкостью и специальными технологическими свойствами.

5.2.2. Максимально допустимые размеры сквозных трещин и свищей, подлежащих герметизации безогневым методом, указаны в табл. 2.

 

Таблица 2

 

Допустимые размеры сквозных трещин и свищей,

подлежащих герметизации безогневым методом

 

 

Геометрические размеры сквозных дефектов, мм

Ремонтируемый объект

свищ

трещина

 

диаметр

длина

раскрытие кромок

Магистральный газопровод

3,0-4,0

100

1,0

 

 

80

1,5

 

 

50

2,0

Магистральный конденсатопровод

5,0-6,0

120

1,0

 

 

100

1,5

 

 

80

2,0

 

 

50

3,0

 

5.2.3. Низкая температура плавления припоя (60-150°С), применение безогневого индукционного нагрева дефектного участка, взрывозащищенного оборудования (нагревателя) обеспечивают пожаровзрывобезопасность всего технологического процесса.

5.2.4. Предварительная герметизация сквозных трещин с раскрытием кромок от 0,1 до 2,0 мм, а также свищей диаметром 3,0-4,0 мм достигается за счет сближения кромок трещин и свищей путем пластической деформации их краев при помощи безыскрового инструмента. Сближение кромок трещин и свищей необходимо начинать с расстояния 2,0-3,0 мм от края трещины или свища, воздействуя на этот участок слесарным ручным инструментом, например, бородком.

5.2.5. В процессе герметизации микротрещин рекомендуется предварительный прогрев дефектного участка с помощью безогневого индукционного нагревателя.

5.2.6. Предварительная герметизация сквозных трещин с раскрытием кромок до 2,0-3,0 мм и длиной до 50-80 мм (см. табл. 6) достигается путем запрессовки в их полости специальной заглушки, состоящей из специального сплава с металлическим самофлюсующим покрытием, образующим в контакте с применяемым припоем эвтектический сплав с более низкой температурой плавления, чем сам припой. Такой технологический процесс позволит производить пропайку полости трещины или свища на глубину от 60 до 90% от толщины стенки ремонтируемого газопровода.

5.2.7. После предварительной герметизации сквозного дефекта перед пайкой производится подготовка поверхности дефектного участка механической обработкой (напильником, шабером, шлифовальной шкуркой).

5.2.8. Подготовленную поверхность обезжиривают и на нее наносят низкотемпературный флюс, после чего производят пайку специальными низкотемпературными припоями с применением индукционного нагревателя.

5.2.9. Специальные низкотемпературные припои представляют собой легкоплавкие многокомпонентные сплавы на основе свинца, индия, олова, кадмия, лигириванные германием, иттрием и др. элементами. Определенные сочетания основных компонентов и лигирующих элементов в сплаве, а также специальные технологические процессы плавки, позволяют создавать низкотемпературные припои с заданными физико-механическими, коррозионными и технологическими свойствами для каждого конкретного случая их применения в процессах безогневой ремонтной технологии.

5.2.10. Безогневой индукционный нагрев осуществляется специальным индукционным нагревателем, состоящим из незамкнутого магнитопровода с электрообмоткой на напряжении 220 В и частотой 50 Гц.

5.2.11. Индукционный нагреватель (рис. 6) устанавливается на поверхности трубы магистрального газопровода таким образом, чтобы дефектное место находилось между торцами магнитопровода. При этом после подачи электропитания на индукционный нагреватель вся система работает как трансформатор с коротко-замкнутой вторичной обмоткой, в качестве которой служит участок поверхности трубы, заключенной между симметрично расположенными торцами магнитопровода.

5.2.12. В тех случаях, когда невозможно применить индукционный нагреватель, может быть использован метод холодной пайки композиционными диффузионно-твердеющими припоями. Такие припои создают надежное паяное соединение при t = 4-20 °C без последующего дополнительного нагрева. При этом температура распая повышается до 100-500°С в зависимости от компонентного состава и термообработки.

5.2.13. Операции по безогневой технологии выборочного ремонта сквозных дефектов на действующих магистральных газопроводах проводятся в следующей последовательности:

- очистка дефектного участка от изоляции;

- герметизация (зачеканка) дефекта;

- механическая обработка дефектного участка;

- обезжиривание обработанной поверхности;

- нанесение флюса на подготовленный участок;

- подготовка индукционного нагревателя к работе и установка его рабочими торцами на дефектный участок трубы;

- подача напряжения на индукционный нагреватель и прогрев зоны дефектного участка до температуры пайки;

- нанесение на участок пайки низкотемпературного припоя с последующим его плавлением;

- выключение индукционного нагревателя и снятие его с ремонтируемой поверхности после формирования паяного шва;

- удаление остатков флюса с участка пайки;

- восстановление изоляционного покрытия трубы.

5.2.14. Все работы по выборочному ремонту труб с использованием пайки выполняются в соответствии с требованиями "Инструкции по безогневой ремонтной технологии герметизации сквозных дефектов на действующих магистральных газопроводах, магистральных конденсатопроводах и резервуарах стальных" М, 1992, "Газпром" [1].

 

 

Рис. 6. Индукционный нагреватель.

1 - Электрообмотка

2 - Корпус

3¸4 - Рабочая поверхность

5¸6 - Изолятор

 

5.3. Ремонт с использованием полимерно-композиционных материалов

 

5.3.1. При производстве выборочного ремонта труб магистральных газопроводов под давлением газа дефекты механического происхождения (царапины, риски, задиры) и коррозионные каверны с глубиной, составляющей не более 30% от толщины стенки трубы могут быть отремонтированы полимерным композиционным материалом (ПКМ) типа "Монолит", РЭМ-Сталь, РЭМ-Алюминий, ПГР-4 или "Диамант" с упрочнением стекло-полимерными накладками, при глубине каверн и механических повреждений более 30% от толщины стенки ремонт труб осуществляется указанными ПКМ в сочетании со спиральными композиционными муфтами или упрочняющими манжетами типа "Клок спринг".

5.3.2. Клей "Монолит" является ПКМ, не склонным к охрупчиванию и не теряющим уровня исходных показателей во времени. Усадка материала в период его отвердения, отсутствует. В комплект поставки клея "Монолит" входят:

- быстроотверждающийся состав А, состоящий из основы и отвердителя (компонентов 1 и 2);

- упрочняющий состав Б, состоящий из тех же компонентов;

- растворитель-очиститель;

- комплект полос из стеклоткани;

- шпатель;

- размешиватель;

- инструкция по применению клея.

Основные физико-механические характеристики клея "Монолит" приведены в табл. 3.

5.3.3. Клеевые материалы "Диамант" - производства фирмы "Диамант метальпластик Гмбх" (Германия) могут применяться для ремонтных работ как отдельно, так и в сочетании друг с другом. Наиболее распространенными из них являются согласованные для применения в газовой промышленности:

Мультиметалл-сталь;

Мультиметалл-рапид;

Мультиметалл-супер-тиксо

и ряд других согласно «Руководящему документу по применению композитных материалов фирмы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности» Газнадзор, 1998 г.

Физико-механические характеристики клеев «Диамант» приведены в табл. 4.

Кроме того материалы:

РЭМ-Сталь;

РЭМ-Алюминий

согласно «Руководящему документу по применению композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности». Характеристики композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД» приведены в табл. 5, а также материал ПГР-4, выпускаемый согласно ТУ 2225-009-00396558-99.

 

Таблица 3

 

Физико-механические характеристики клея «Монолит» ТУ 2252-154-05786904-99

 

Наименование материалов

Количество компонентов

Соотношение компонентов в весовых и объемных частях

Время отверждения при 20°С, мин

Термостой-кость, °С

Предел прочности, материалов, МПа

Срок годности компонентов, мес.

Состав А

(компоненты 1 и 2)

2

2,0:1,0

3,0:1,0

20¸40

-60¸+320

Сжатие – 126

Изгиб – 70

Растяжение - 40

12

Состав Б

(компоненты 1 и 2)

2

3,0:1,0

4,0:1,0

120¸180

-60¸+320

Сжатие – 126

Изгиб – 70

Растяжение - 40

12

 

Примечание: 1. Компоненты 1 и 2 - основа и отвердитель.

2. В числителе указаны высокие соотношения компонентов, в знаменателе - объемные

 

Таблица 4

 

Характеристики материалов фирмы «ДИАМАНТ»,

рекомендуемых для проведения ремонтных работ

 

Наименование материалов

Количество

компонентов

Соотношение компонентов в объемных единицах

Время отверждения при 20°С

Время использования при20°С

Температурные пределы длительного сохранения

Срок годности

Мультиметаллы системы «Стандарт»

Пастообразные (П)

2

1 : 1

2-4 ч.

60 мин

-40 - +250

12 мес.

Сталь, Чугун, Алюминий.

Бронза

 

 

 

 

 

 

Керам

2

3 : 1

10 ч

60 мин

-40 - +250

12 мес.

Тикситропный (СТ)

2

4 : 1

10 ч

60 мин

-40 - +250

12 мес.

Сталь, Чугун, Алюминий

2

10 : 1

6 ч

60 мин

-40 - +250

12 мес.

Керам

2

3 : 1

10 ч

60 мин

-40 - +250

12 мес.

Мультиметаллы системы «Рапид»

Сталь

2

1 : 1

12 мин

5 мин

-40 - +250

12 мес.

Керам

2

1 : 1

30 мин

5 мин

-40 - +250

12 мес.

Очиститель (жидкий, аэрозоль)

1

-

-

-

-

Без ограничения срока годности

 


Таблица 5

 

Эксплуатационные и потребительские характеристики композитных материалов

фирмы «Порсил ЛТД»,рекомендуемых для проведения ремонтных работ

 

Наименование технических характеристик

Ед. изм.

Величина показателей

РЭМ-Сталь

РЭМ-Алюминий

1

2

3

4

1. Плотность после набора прочности, не менее

Г/см3

2,4

1,6

2. Твердость по Шору А, не менее

Условные

 

 

- через 3 часа

единицы

67

-

- через 12 часов

 

98

92

- через 24 часа

 

98

94

3. Разрушающее напряжение при сжатии, не менее

МПа

60

40

4. Разрушающее напряжение при растяжении,

МПа

25

16

не менее

 

 

 

5. Прочность при статическом изгибе, не менее

МПа

40

30

6. Модуль упругости, не менее

МПа

 

 

- при сжатии

 

1100

700

- при растяжении

 

1600

600

- при изгибе

 

3500

2000

7. Прочность при срезе, не менее

МПа

25

20

8. Ударная вязкость по Шарпи, не менее

КДж/м2

8

12

9. Адгезионная прочность к стальной поверхности, не менее

МПа

15

18

10. Посудное время при 20°С, не более

Мин.

40

40

11. Время набора 80% прочности при 20°С

Час.

24

24

12. Водопоглощение, не более

%

0,1

0,25

13. Усадка при отверждении, не более

%

-0,013

0,053

14. Электрическая прочность при переменном токе, не менее

КВ/мм

1,5

1,1

15. Удельное объемное электрическое сопротивление, не менее

Ом × м

1,2 × 1010

3,5 × 1012

16. Удельное поверхностное электрическое сопротивление, не менее

Ом

3,5 × 1010

6,5 × 1012

17. Диэлектрическая проницаемость

 

35

20

18. Компонентность

 

Два компонента

19. Консистенция

 

Однородная пастообразная масса

20. Возможность нанесения материала при наружной температуре, не менее

°С

+5

+5

21. Возможность механической обработки отвердевшего материала

 

Слесарная, токарная, фрезерная, шлифовальная

22. Температурные пределы длительного сохранения прочностных показателей

 

 

 

- нижний предел

°С

-60

-60

- верхний предел

 

+130

+130

23. Срок годности компонентов при хранении в отапливаемом складе

год

1

1

 

5.3.4. Спиральные композиционные муфты (аналог «Клок спринг» США) изготавливаются из высокопрочной полимерной композиционной ленты толщиной 1,5 мм и шириной 300, 400 и 450 мм и применяются для выборочного ремонта газопроводов диаметром от 219 до 1420 мм включительно.

5.3.5. В процессе установки композиционных спиральных муфт (КСМ) на дефектный участок трубы производится намотка различного количества слоев полимерной ленты (в зависимости от расчета). Допускается взаимозаменяемость муфты при ремонте труб различного диаметра (табл. 6).

 

Таблица 6

 

Взаимозаменяемость композитных спиральных муфт

при ремонте труб различного диаметра

 

Номенклатура муфт по диаметру ремонтируемой трубы, мм

Допустимый минимальный диаметр трубы, мм

219

219

273

219

325

273

426

325

530

426

720

530

1020

720

1220

1020

1420

1020-1220

 

Примечание: Рулонированный композиционный материал:

ГАРС - ТУ 2296-152-05786904-99

УОЛ - ТУ 1916-167-0576346-96

 

5.3.6. До начала производства собственно ремонтных работ с использованием ПКМ выполняются следующие технологические операции:

- вскрытие газопровода;

- снятие изоляционного покрытия;

- визуальный осмотр дефектной зоны трубы с измерением ее толщины стенки и глубины наиболее крупных каверн;

- расчет допустимости ремонта фактических дефектов по специальной компьютерной программе и проверка соответствия давления в газопроводе безопасному уровню;

- пескоструйная очистка поверхности трубы на дефектном участке с использованием портативных установок Сопло-160, Стык-325 и т.п. Допускается механическая зачистка дефектного участка металлической щеткой с помощью шлифмашинки или вручную с качеством поверхности не ниже 3-ей степени по ВСН 008-88, ГОСТ 9402-80, а также химическая зачистка;

- разметка участка трубы, подлежащего ремонту с уточнением размеров дефектов и привязкой их к сварным швам ремонтируемой трубы;

- разработка технологической карты комбинированного ремонта дефектной трубы ПКМ в соответствии с РД на применение полимерных композитных материалов.

5.3.7. Работы по комбинированному ремонту дефектных труб ПКМ производятся в следующей технологической последовательности:

- обезжиривание зоны ремонта;

- осушка ремонтируемой поверхности безогневым методом (при необходимости);

- послойное нанесение клеевых композиций «Монолит», РЭМ-Сталь, ПГР-4, «Диамант» с выдержкой в соответствии с регламентом времени отверждения;

- обезжиривание поверхности трубы по всему периметру в местах установки упрочняющих муфт, накладок или манжет;

- монтаж и установка упрочняющих муфт, накладок или манжет с выдержкой в соответствии с регламентом времени отверждения и набора прочности.

5.3.8. Технологические условия проведения ремонта с применением ПКМ:

- температура стенки трубы - не ниже +5°С;

- температура окружающего воздуха - не ниже +15°С;

- время отверждения клеевой композиции - не менее 3 часов;

- время отверждения клеящего материала упрочняющей муфты, накладки или манжеты не менее 24 час; при активации процесса отверждения с помощью электрических нагревателей при t° = 40¸60°C - не менее 4 часов.

5.3.9. В местах нанесения клеевых композиций и установки упрочняющих муфт, накладок или манжет поверхность трубы должна быть протерта ветошью и обезжирена хлопчатобумажной бязью, смоченной в ацетоне, ГОСТ 2768-84 или другими аналогичными химическими очистителями. Применение бензина для обезжиривания поверхности трубы не допускается.

5.3.10. При наличии влаги (конденсата) поверхность трубы перед нанесением ПКМ и установкой упрочняющих муфт или манжет должна быть просушена при t° = 40-60°C электрическими подогревателями гибкой формы. При температуре окружающего воздуха ниже +5°С предварительная просушка поверхности трубы в месте ремонта обязательна.

5.3.11. Перед началом выполнения ремонтных работ необходимо провести визуальный осмотр упрочняющего СПМ. При наличии на них трещин, расслоений, вздутий, посторонних включений и заусениц муфты или манжеты бракуются и установке на газопровод не подлежат.

5.3.12. Границы установки муфты, накладки или манжеты должны быть размечены маркером или мелом по периметру трубы. Разметка выполняется при нанесении одного-двух витков ленты муфты или шаблона. Ширина шаблона должна быть равной ширине ленты.

5.3.13. При ремонте дефектов труб попадание влаги, масел и загрязнений на ремонтируемый участок трубы, клеевую композицию и на упрочняющую муфту, накладку или манжету до окончания ремонта не допускается.

5.3.14. При ремонте труб диаметром более 720 мм намотка ленты на трубу может производиться с кронштейна, на оси которого располагается рулон ленты. Кронштейн устанавливается на расстоянии 700-1000 мм от места установки муфты и закрепляется в верхней части трубы с помощью двух натяжных ремней.

5.3.15. При установке упрочняющих спиральных муфт проверяется правильность намотки ленты на трубу. Каждый последующий виток ленты должен располагаться строго по предыдущему витку.

5.3.16. Выступающие края ленты после намотки должны быть выровнены по торцам муфт. Выравнивание выполняется с помощью деревянных брусков, по которым производится постукивание молотком.

5.3.17. Сразу после намотки для плотного прилегания муфты к ремонтируемой трубе производится натяжение ленты, выполняемое вручную с помощью постоянного приспособления после его закрепления на самой муфте. При натяжении витки ленты упрочняющей муфты должны прокручиваться относительно друг друга.

5.3.18. Видимые локальные зазоры между муфтой и поверхностью трубы и между слоями ленты должны заполняться клеящим материалом.

5.3.19. После натяжения ленты вытесненные через ее торцы излишки клеящего материала должны формироваться с помощью шпателя под углом 45° по обеим сторонам муфты. В случае, если не удается обеспечить натяжение ленты (преждевременное отвердение клеящего материала, отсутствие надежного закрепления начала ленты на поверхности трубы), муфту следует снять, разрезав ее пополам по ширине с помощью шлифмашинки, и установить новую. При разрезе муфты касание абразивным диском поверхности трубы не допускается.

5.3.20. После натяжения лента муфты закрепляется с помощью двух натяжных ремней шириной 20-30 мм, которые располагаются по краям муфты на расстоянии 20-30 мм от торца, или липких лент (скотч) шириной 40 мм. Натяжное приспособление после натяжения ленты муфты снимается. Конечный участок последнего витка ленты муфты дополнительно закрепляется к предыдущему витку липкой лентой прямоугольной формы размером 100x220 мм.

5.3.21. Размеры ремонтного соединения (местоположение, площадь и толщина заливной клеевой композиции) и расположение установленных упрочняющих муфт должны полностью соответствовать технологической карте ремонта.

5.3.22. После окончания работ по установке упрочняющей муфты на газопровод проводится визуальный контроль и оценка качества ремонта с проверкой: ровности намотки слоев ленты муфты на трубе, отсутствия зазоров между слоями ленты и зазоров между первым слоем ленты и поверхностью трубы.

При наличии локальных зазоров последние должны заполняться клеящим материалом с помощью шпателя.

5.3.23. Контроль отвердения клеящего материала определяется нажатием металлического стержня диаметром 2-3 мм с нагрузкой 5 кг на слой клея по краям муфты, при этом клеящий материал следует считать отвердевшим при отсутствии визуально наблюдаемых вмятин.

Отвердение клеящего материала проверяется не менее, чем в 8-ми точках периметра трубы.

5.3.24. После окончания ремонтных работ производится изоляция ремонтируемого участка трубы в месте установки муфты, накладки или манжеты в соответствии с ВСН 008-88, ГОСТ 25812-83. Изоляция трубопровода в месте установки муфты, накладки или манжеты должна проводиться только после затвердения адгезива и проверки его отвердения.

5.3.25. Толщина муфты после установки замеряется с помощью шаблона сварщика или штангенциркуля в 8-ми точках по периметру трубы и должна быть не менее 12 мм.

5.3.26. К работам с ПКМ допускаются специалисты, обученные и аттестованные в организации, имеющей лицензию Госгортехнадзора РФ.

5.3.27. При производстве выборочного ремонта с использованием ПКМ помимо настоящего документа необходимо руководствоваться следующими нормативными документами:

«Временным руководящим документом по проведению ремонтных работ с применением клея «Монолит» на объектах газовой промышленности», М., ВНИИГАЗ, 1996 [2];

«Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности», Газнадзор, 1998 г.[3];

«Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «Порсил лтд» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности», Газнадзор, 1998 г.[11];

«Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами», 1999. [14].

 

5.4. Ремонт с применением сварных муфт

 

5.4.1. Для выборочного ремонта несквозных поверхностных коррозионных и механических дефектов труб действующих газопроводов могут использоваться сварные муфты, состоящие из двух половин, которые после установки на трубопровод свариваются между собой продольными стыковыми швами (рис. 7).

5.4.2. Установка муфты на газопровод осуществляется в следующей технологической последовательности:

- сборка и сварка двух полуколец муфты на трубе продольными швами;

- зашлифовка продольных швов колец в местах установки муфты;

- сварка двух половин муфты после их сборки на кольцах с последующей приваркой к ним кольцевыми угловыми швами;

5.4.3. Зазор между муфтой и трубой заполняется упрочняющим наполнителем типа эпоксидной смолы, для чего на поверхности муфты имеются отверстия диаметром 12-14 мм (рис. 7). После заполнения кольцевого пространства между муфтой и трубой отверстия закрываются винтовыми пробками.

5.4.4. Количество наполнителя в литрах для заливки в муфту определяется по формуле:

 

V = 0,003 DLd

 

где: D - диаметр трубы, мм;

L - длина муфты, мм;

d - толщина стенки колец, мм.

5.4.5. Для заполнения муфты могут быть использованы смолы следующих марок: Sikadur 35, Talygrout 100, Diс Duralcrete LV, Celtite 42-06Bhi.

5.4.6. Для ускорения полимеризации наполнителя производится подогрев муфты с помощью электрических индукционных подогревателей до t° = 50-100°C. При этом необходимость подогрева определяется техническими условиями на наполнитель.

5.4.7. Для ремонта дефектных труб применяются муфты как заводского изготовления, так и изготовления из труб, предназначенных для сооружения газопроводов.

5.4.8. Толщина стенки муфты (и ее элементов) при одинаковой нормативной прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки рекомендуемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть увеличена в соответствии со СНиП 2.05.06-85 (п. 8.3.). При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более, чем на 20%.

5.4.9. При изготовлении муфт из прямошовных труб, предназначенных для сооружения газопроводов, диаметру муфты должен быть равен диаметру ремонтируемой трубы. Муфта должна быть изготовлена из стали аналогичного класса прочности, что и ремонтируемая труба. Изготовление муфт производится с использованием механической обработки или газовой резки.

 

 

Рис. 7 Сварная муфта

 

1 - кольцо муфты; 2 - наружная муфта; 3 - резьбовое отверстие для заливки и контроля заполнения муфты эпоксидной смолой; 4 - эпоксидная смола.

 

5.4.10. Трубы, предназначенные для изготовления муфт должны иметь заводские сертификаты и соответствовать ТУ на трубы, для ремонта которых они будут использованы.

Трубы для изготовления ремонтных муфт не должны иметь внешних дефектов (трещин, вмятин, выбоин, коррозионных каверн и др.).

5.4.11. В целях экономии металла допускается изготовление ремонтных муфт (и ее элементов) из нескольких сегментов труб той же марки стали, что и ремонтируемая труба, с толщиной стенки не менее, чем толщина стенки ремонтируемой трубы.

5.4.12. При изготовлении ремонтных муфт и их элементов из отдельных сегментов труб расстояние между продольными сварными швами, а также от продольного сварного шва до продольной кромки полумуфты должно быть не менее 300 мм по внешней образующей трубы (рис. 8).

5.4.13. Выборочный ремонт дефектных труб газопроводов с применением сварных муфт осуществляется в соответствии с требованиями «Временной инструкции по ремонту нефтепроводов с применением сварных муфт», М, ВНИИСТ, 1997 [7].

 

5.5. Ремонт изоляции газопровода

 

5.5.1. Решение о ремонте и переизоляции участка газопровода принимается газотранспортным предприятием на основании данных электрометрических измерений и соответствующих технико-экономических расчетов. При этом допускается частичная замена изоляционного покрытия газопровода при условии усиления его электрохимической защиты, обеспечивающей необходимую коррозионную защищенность.

5.5.2. При выборочном ремонте газопроводов с амортизацией более 50% допускается применять покрытия, аналогичные используемым ранее, в том числе на основе липких полимерных лент.

5.5.3. При ремонте газопроводов с амортизацией менее 50% в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 допускается применять следующие типы покрытий:

- на основе полиуретановых смол;

- на основе эпоксидных смол;

- полимерные;

- стеклоэмалевые;

- битумные.

5.5.4. Очистку газопровода от старой изоляции и продуктов коррозии производят термоабразивными устройствами, механическим способом спиральными резцами, металлическими щетками, тросом (по специальной технологии), а также гидроклинерами.

 

 

Рис. 8 Схема расположения продольных швов укрупнения

 

1, 2 - продольные швы; 3, 4, 5 - сегменты трубы.

 

5.5.5. Перед нанесением полиуретановых покрытий поверхность газопровода должна быть подготовлена с использованием дробеструйной очистки до уровня шероховатости не ниже 100-120 мкр.

5.5.6. При выборочном ремонте изоляции газопроводов, находящихся под давлением, используется метод подкопа, при котором производится удаление грунта в радиусе 0,5¸0,6 м вокруг дефектного участка. Удаление грунта выполняют вручную или с применением средств малой механизации.

5.5.7. Выборочный ремонт изоляции газопроводов, находящихся под давлением газа, выполняется в следующей технологической последовательности:

- удаление грунта;

- очистка от старой изоляции;

- восстановление поврежденных участков труб (при необходимости);

- нанесение нового изоляционного покрытия;

- засыпка трубопровода.

5.5.8. Протяженность участка газопровода при ремонте изоляции под давлением газа должна быть, в соответствии с размерами пролета между опорами (ВСН 51-1-97, приложение 3), не более следующих значений:

 

Диаметр трубопровода (мм)

Протяженность участка (м)

377-530

20

630-820

25

1020-1420

30

 

5.5.9. Ремонт изоляции более протяженных участков должен выполняться только на освобожденном от газа газопроводе, в соответствии с требованиями «Правил производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов» ВСН 51-1-97, М, 1997, [10].

5.5.10. Контроль качества нанесения изоляционных материалов производится пооперационно.

 

6. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ НА ОСВОБОЖДЕННОМ

ОТ ГАЗА УЧАСТКЕ ГАЗОПРОВОДА

 

6.1. Выборочный капитальный ремонт (ВКР), выполняемый на отключенном и освобожденном от газа участке газопровода, подразделяется на:

- ремонт с заменой изоляционного покрытия;

- ремонт с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы;

- ремонт с заменой труб.

6.2. ВКР магистральных газопроводов с заменой изоляционного покрытия производится:

- с подъемом участка трубопровода и укладкой его на берме траншеи;

- с подъемом участка трубопровода в траншее;

-с подъемом не вскрытого или частично вскрытого участка трубопровода и укладкой его на берме траншеи.

6.3. ВКР магистральных газопроводов с заменой изоляционного покрытия и восстановлением несущей способности стенки трубы выполняется:

- с подъемом участка трубопровода и укладкой его на лотки на берме траншеи;

- с подъемом участка трубопровода и усадкой его на лотки на дне траншеи;

- с подъемом не вскрытого или частично вскрытого участка трубопровода.

6.4. ВКР с заменой труб осуществляется путем:

- укладки в единую траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего;

- укладки в отдельную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажом заменяемого трубопровода;

- демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь прокладываемого в существующую или вновь разрабатываемою траншею.

6.5. Организационно-технологические схемы производства ВКР принимаются в соответствии с «Правилами производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов» ВСН 51-1-97, М, 1997 [10].

6.6. Работу по подъему и укладке ремонтируемого участка газопровода разрешается выполнять только после полного освобождения его от газа и получения разрешения эксплуатирующей организации.

6.7. Перед подъемом или извлечением газопровода должны быть выполнены все мероприятия, обеспечивающие безопасность их проведения и предотвращающие возникновение аварийных ситуаций.

6.8. Начало или конец поднимаемого участка газопровода должны находиться от линейных кранов или других мест защемления на расстоянии:

- для газопроводов диаметром до 700 мм - не менее 40 м;

- для газопроводов диаметром 700 мм и свыше - не менее 50 м.

6.9. При ремонте газопровода с заменой труб следует применять трубы с заводским или базовым изоляционным покрытием с выполнением в трассовых условиях только работ по очистке и изоляции сварных стыков.

6.10. Если по режимам эксплуатации газопровода отключение участка, требующего ремонта, невозможно, ВКР производят с укладкой новой нитки (лупинга), после подключения которой к основному газопроводу ремонтируемый участок газопровода отключают с последующим демонтажом труб.

6.11. При выборочном ремонте газопроводов участки труб с единичными дефектами в виде рисок, царапин и коррозионных каверн с линейными размерами, указанными в табл. 7, допускается ремонтировать шлифовкой. При этом единичными считаются дефекты, расстояние между которыми превышает длину наибольшего из дефектов. В противном случае дефекты будут рассматриваться как один дефект протяженностью, равной суммарной длине входящих в него дефектов.

 

Таблица 7

 

Допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту шлифовкой

 

Наибольшая глубина дефекта (в % от толщины стенки)

Наибольшая ширина дефекта, мм

Допустимая длина дефекта, мм

Категория участка газопровода, мм

 

 

I-II

III-IV

До 10%

До 10S

42S

83S

 

10-15S

37S

74S

 

15-20S

36S

67S

 

20-25S

30S

59S

 

25-30S

26S

57S

 

30-35S

22S

43S

До 15%

До 10S

27S

55S

 

10-15S

23S

47S

 

15-20S

19S

40S

 

Примечание: S - толщина стенки трубы (номинальная по проекту или минимальная по ТУ, мм).

 

6.12. Заваркой ремонтируются дефекты (рис. 9, а), размеры которых по глубине и протяженности (условному диаметру каверны Dy деф., мм) не превышают значений, приведенных в табл. 8.

 

Таблица 8

 

Допустимые размеры дефектов, ремонтируемых сваркой

 

Форма завариваемой каверны

Нормативный предел прочности трубы, МПа (кгс/мм2)

Наибольшая глубина дефекта (в % от толщины стенки)

Условный диаметр каверны Dy деф., мм при толщине стенки трубы, мм

7,0-9,0

9,5-14,0

14,5-20,0

круг

до 558 (57)

40

30

50

70

включительно

60

-

35

50

свыше 558 (57)

40

30

35

60

до 588 (60)

60

-

-

40

включительно

 

 

 

 

эллипс

До 558 (57) включительно

40

-

35/60*

40/80

 

Свыше 558 (57)

До 588 (60) включительно

40

-

35/60

40/70

 

Примечание: * - в числителе указана длина малой оси эллипса, в знаменателе - большой.

 

6.13. Выборочному ремонту заваркой подвергаются отдельно расположенные единичные дефекты - это дефекты, расстояние между которыми должно быть:

- не менее 500 мм при максимальном размере дефекта от 50 до 80 мм;

- не менее 300 мм при максимальном размере дефекта менее или равном 50 мм.

При этом количество дефектов на один погонный метр трубы не должно превышать двух.

6.14. Ремонту сваркой не подлежат:

- дефекты, размеры которых превышают значения указанные в табл. 3, а также дефекты с остаточной толщиной стенки менее 3,0 мм;

- коррозионные каверны и раковины, расположенные на соединительных деталях;

 

 

Рис. 9. Заварка дефекта на трубе.

 

а) дефект на трубе; б) механическая обработка дефекта; в) схема изложения сварных швов;

1 - наплавочный слой; 2 - заполняющие слои; 3 - контурный шов; 4 - облицовочный шов.

 

- дефекты, расположенные на расстоянии менее: 100 мм при Dy деф. < 50 мм; 300 мм при Dy деф. > 50 мм от сварных швов (продольных, кольцевых);

- дефекты, имеющие трещины или видимые расслоения металла, а также вмятины, гофры и скопления каверн в виде сплошной сетки.

6.15. Заварка дефектных мест выполняется ручной электродуговой сваркой электродами основного типа.

Перед заваркой дефектное место обрабатывается механическим способом (фрезой или шлифовкой) (рис. 9б) с целью:

- получения формы кратера, обеспечивающего равномерное и качественное положение валиков;

- полного удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных микротрещин.

Прилегающие к кратеру участки зачищаются до металлического блеска на ширину не менее 15 мм с предварительным удалением остатков изоляционного покрытия, ржавчины, грязни, масляных пятен.

6.16. Перед заваркой дефектов производится предварительный подогрев металла труб. Условия подогрева и его температура приведены в табл. 9.

 

Таблица 9

 

Предварительный подогрев металла труб перед заваркой дефектов

 

Нормативный предел прочности металла трубы, МПа (кгс/мм2)

Толщина стенки, мм

Температура и условия подогрева

До 509 (52) включительно

До 12,0 включительно

До 100°С при температуре воздуха -20°С и ниже

 

Свыше 12,0 до 20,0

До 100°С при отрицательных температурах воздуха

Свыше 509 (52) до 558 (57) включительно

7,0-9,0

До 100°С при отрицательных температурах воздуха

Свыше 509 (52) до 588 (60)

9,5-14,0

До 100°С при любой температуре воздуха

включительно

14,5-20,0

До 150°С при любой температуре воздуха

 

6.17. Подогрев труб осуществляется электрическими или газовыми нагревателями. Контроль температуры производится приборами типа ТП-1.

6.18. Наплавка металла на дефект включает: первый наплавочный слой, заполняющие слои, контурный шов и облицовочный шов (рис. 9в). Первый наплавочный слой и контурный шов выполняются электродами диаметром 2,5-3,25 мм, заполняющие и облицовочный - электродами диаметром 3,0-4,0 мм на сварочных режимах, приведенных в табл. 10.

 

Таблица 10.

 

Режим заварки дефектов

 

Вид слоя сварного шва

Сила тока А, при диаметре электрода, мм

 

2,5

3,0-3,25

4,0

Первый наплавочный, контурный

75-90

100-120

-

Заполняющие, облицовочные

-

100-120

146-160

 

6.19. При заварке дефектов количество наплавляемых слоев должно составлять не менее двух (без учета контурного слоя шва). Сварка выполняется валиками шириной "l" не более 20 мм с взаимным перекрытием не менее 3 мм. Контурный слой шва выполняется с колебаниями перпендикулярно граничной линии (рис. 9в), при этом ширина шва "l1" составляет от 8 до 14 мм. Сварные швы накладываются плотно с мелкой чешуйчатостью (0,5-0,7 мм), что обеспечивает плавный переход к основному металлу трубы.

6.20. После завершения заварки дефектного участка трубы наружная поверхность наплавки обрабатывается механическим методом, при этом поверхность должна быть ровной, без видимой чешуйчатости, усиление - равномерным по всей площади. Высота усиления должна находиться в пределах от 0,5 до 1,7 мм (рис. 10) и контролироваться с помощью индикатора.

После проведения ремонта заваркой термообработка выполняется в соответствии с требованиями РД-558-97 [5].

6.21. Контроль качества заварки дефектов осуществляется систематическим пооперационным контролем; внешним осмотром заварных дефектов; проверкой сплошности направляемого металла физическими неразрушающими методами контроля (ультразвуковым - по ГОСТ 14782-86, радиографическим - по ГОСТ 7512-82).

6.22. Выборочный ремонт газопроводов методом заварки дефектов труб выполняется в соответствии с требованиями "Руководящего документа по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах" РД-558-97 [5].

 

с = RнRтр = 0,5 × 1,7 мм

 

Рис. 10 Механическая обработка наплавленного участка.

 

7. ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА БОЛОТАХ

 

7.1. Выборочный ремонт газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности должен производиться в соответствии с требованиями ВСН 51-1-97 и настоящей инструкции. Контроль и оценку прочности участков газопроводов, потерявших проектное положение и образовавших арки выпучивания в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также разработку проектных решений по снятию опасных напряжений и устранению арок следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах», разработанной ВНИИГАЗом и утвержденной Управлением по транспортировке и поставкам газа Мингазпрома 8 мая 1986 г.

7.2. Для разработки траншеи и шурфов на болотах и в условиях обводненной местности используют одноковшовые экскаваторы с обратной лопатой на уширенных гусеницах или на обычных гусеницах с применением перекидных сланей или щитов, а на болотах со слабой несущей способностью грунта (болотах II и III типов) с применением специальных понтонов и пеноволокуш.

При ведении работ в зимнее время года, когда глубина промерзания достигает 0,25 м и более, необходимо предварительно рыхлить верхний мерзлый слой тракторными рыхлителями.

7.3. При демонтаже участка газопровода, забалластированного утяжеляющими пригрузами, ширина устраиваемого вдольтрассового проезда должна предусматривать подъем и укладку на него демонтированного трубопровода, а также укладку железобетонных пригрузов.

7.4. При демонтаже газопровода, забалластированного анкерами, первоначально отрезают несущие пояса анкеров, после этого отрезают демонтируемый участок трубопровода, а затем подкапывают и отрезают стойки анкеров на уровне не менее 0,2 м ниже проектной глубины газопровода.

7.5. Выбор конструкции балластирующих устройств при переукладке ремонтируемых участков газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности определяется исходя из конкретных условий производства работ: сезона, характеристики грунтов и уровня грунтовых вод в траншее, а также действующих на устройство нагрузок на основе результатов технико-экономического сравнения различных вариантов обеспечения их устойчивости на проектных отметках.

7.6. Для балластировки и закрепления перекладываемых газопроводов используют:

- на переходах через глубокие болота с мощностью торфа больше глубины траншеи железобетонные утяжелители охватывающего типа УБО-М, конструкция которых обеспечивает возможность учета дополнительной балластирующей способности минерального грунта засыпки над утяжелителями при групповом методе их установки на газопроводе;

- на обводненных и заболоченных территориях, участках перспективного обводнения, а также на переходах через болота с мощностью торфа, не превышающего глубины траншеи - железобетонные утяжелители УБГ и УБТ*, винтовые анкерные устройства типа ВАУ-М, заполняемые минеральным грунтом полимерконтейнеры, а также грунты засыпки, в том числе с использованием полотнищ из нетканного синтетического материала (НСМ).

________________

* Примечание: Массовое применение утяжеляющих УБГ и УБТ разрешаются после регистрации технических условий на их изготовление в установленном порядке.

 

7.7. Железобетонные утяжелители УБГ (рис. 11) и УБТ (рис. 12) позволяют наиболее полно учитывать балластирующие воздействия на газопровод грунтов засыпки. При использовании указанных утяжелителей расход сборного железобетона на балластировку газопровода сокращается в 2,5-3 раза по сравнению с применением железобетонных конструкций.

7.8. Установка утяжелителей типа УБТ в траншею производится до укладки газопровода, а замыкание над трубопроводом соединительных поясов - после его укладки на проектные отметки. При этом замыкание соединительных поясов в траншее без водоотлива допускается при уровне воды в ней не более 0,4 от диаметра трубы. После завершения работ по установке утяжелителя траншея должна быть засыпана минеральным грунтом.

7.9. Установка на газопровод блоков утяжелителя типа УБТ выполняется последовательно с опиранием каждой продольной стенки блока на откосы траншеи. После установки обоих блоков утяжелителя на газопровод они соединяются между собой на застроповочные петли поперечных диафрагм, после чего траншея и утяжелитель засыпаются минеральным грунтом. Утяжелители УБТ устанавливаются на газопровод, утопленный на проектной отметке без водоотлива при уровне воды в траншеи не более 0,5 от диаметра трубы.

7.10. Применение винтовых анкерных устройств типа ВАУ-М с измененной режущей кромкой заходной части винтовой лопасти (рис. 13) для закрепления газопроводов позволяет увеличить диаметр лопасти анкера до 500-550 мм и обеспечивает, при этом, уменьшение величины крутящего момента в процессе завинчивания анкеров в грунт.

 

 

Рис. 11 Железобетонный утяжелитель типа УБГ:

1 - газопровод; 2 - приямок в траншее для установки утяжелителя;

3 - шарнирно-соединенные плиты; 4 - силовой соединительный пояс; 5 - дно траншеи

 

Марка утяжелителя

Диаметр трубы, мм

Масса утяжелителя в воздухе, кг

Объем бетона на утяжелитель, куб. м

Расход стали на утяжелитель, кг

УБГ-1420

1420

5610

2,43

142

УБГ-1220

1220

5610

2,43

142

УБГ-1020

1020

3450

1,50

91

 

Примечание. Габариты плиты для утяжелителей типа УБГ-1420 и УБГ-1220 составляют 3000x1500x180 мм, а для УБГ-1020 соответственно 3000x1500x140 мм

 

 

Рис. 12 Железобетонный утяжелитель типа УБТ:

1 - газопровод; 2 - продольная плита; 3 - поперечные диафрагмы;

4 - узел крепления поперечных диафрагм после установки блоков утяжелителя на газопровод

 

Марка утяжелителя

Диаметр трубы, мм

Масса утяжелителя в воздухе, кг

Объем бетона на утяжелитель, куб. м

Расход стали на утяжелитель, кг

УБТ-1420

1420

4430

1,92

280

УБТ-1220

1220

4260

1,86

278

УБТ-1020

1020

3690

1,60

255

 

Примечание. Длина продольной стенки утяжелителя - 2000 мм, высота - 1800 мм (для балластировки газопроводов диаметром 1420 и 1220 мм) и соответственно 1500 мм для балластировки газопроводов диаметром 1020 мм.

 

 

Рис. 13. Винтовое анкерное устройство ВАУ-М:

1 - газопровод; 2 - тяга анкера с наконечником; 3 - винтовая лопасть;

4 - силовой соединительный пояс

 

7.11. В качестве грунтозаполняемых утяжелителей для ремонтируемых газопроводов используют полимерно-контейнерные балластирующие устройства типа ПКБУ, а также полимерконтейнеры типа ПКР-Ф, формируемые непосредственно в траншее над уложенным в проектное положение газопроводе. При этом заполнение минеральных грунтов полимерконтейнером совмещают с засыпкой траншеи.

7.12. Наиболее рациональным способом балластировки ремонтируемых газопроводов минеральным грунтом в сочетании с полотнищами из НСМ и утяжелителями типа УБО или УБО-М является комбинированный способ. При этом работы по балластировке производятся в следующем порядке:

- полотнища из НСМ укладываются в траншею над уложенным в проектное положение газопроводом на откосы траншеи;

- траншея заполняется минеральным грунтом (местным или привозным), при этом концы балластируемого участка, длина которого, как правило, не превышает 25 м, не засыпаются с каждого торца на длине 1,0-1,5 м;

- полотнища из НСМ длиной 26-29 м замыкаются над балластируемым газопроводом с перехлестом в сторону технологической дороги не менее, чем на 0,5 м, на торцевых участках полотнище укладывается непосредственно на незасыпанный газопровод и закрепляется утяжелителями типа УБО, после чего производится окончательная засыпка траншеи с устройством грунтового валика.

7.13. Работы по перебалластировке ремонтируемых участков газопроводов производятся в соответствии с требованиями ВСН 39-1.9-003-98 "Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов". М, 1998 [9].

 

8. РЕМОНТ ПЕРЕХОДОВ ПОД АВТОМОБИЛЬНЫМИ

И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ

 

8.1. Ремонт переходов под автомобильными и железными дорогами производят либо одновременно с выборочным ремонтом других дефектных мест на всем отключенном участке, либо без отключения газопровода.

8.2. Подготовку и проведение ремонтных работ с отключением от газа следует производить в соответствии с:

- "Правилами производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов" ВСН 51-1-97 [10];

- "Пооперационной технологией капитального ремонта переходов через авто- и железные дороги", утвержденной Государственным газовым концерном "Газпром" в 1989 г. [13].

8.3. Проектом на ремонт перехода под автомобильной или железной дорогой должно предусматриваться обследование и ремонт самого газопровода, а также защитного кожуха, отводной трубы и вытяжной свечи.

8.4. Капитальный ремонт переходов под автомобильными дорогами без замены трубы производится при одновременном выполнении следующих условий:

- состав сварных стыков отвечает требованиям СНиП III-42-80;

- состояние металла трубы газопровода отвечает требованиям «Инструкции по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов»;

- толщина стенки трубы соответствует требованиям СНиП 2.05.06-85;

- переход не располагается на участках, подверженных коррозионному растрескиванию;

- существует возможность проведения ремонта открытым способом.

Такой ремонт следует производить в соответствии с «Инструкцией по капитальному ремонту переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги». (Дополнение к ВСН 51-1-97 утвержденной РАО «Газпром» 27 января 1999 г.).

 

9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

 

9.1. При выборочном ремонте газопроводов условия охраны труда и техники безопасности должны быть проработаны в проекте производства работ. При этом следует руководствоваться правилами техники безопасности согласно:

СНиП III-4-80 «Правила производства и приемки работ. Техника безопасности в строительстве»;

ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности».

«Правилам техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов», М., Недра, 1985;

«Правилам безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов», утвержденным Мингазпромом 16.03.84 г.;

«Правилам технической эксплуатации магистральных газопроводов», утвержденным Мингазпромом 16.03.84 г.;

«Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома СССР», утвержденной Мингазпромом СССР 03.08.88 г.

Соответствующими разделами ВСН 51-1-97 и ВСН 39-1.9-003-98.

9.2. Ремонтные работы, выполняемые на газопроводе без освобождения его от газа, должны выполняться в присутствии ответственного представителя эксплуатирующей организации только в светлое время суток.

9.3. При производстве работ на болотах, в том числе с использованием технологических проездов, не допускается длительное действие постоянных нагрузок, поэтому на время значительных перерывов в работе все машины и тяжелое оборудование необходимо вывести за пределы болота. Если это затруднено, то должны быть приняты меры, исключающие их просадку.

9.4. В условиях болот запрещается допуск рабочих в траншею до установки креплений откосов и обеспечения водоотлива.

9.5. Руководитель работы обязан систематически следить за состоянием откосов и креплений и принимать необходимые меры против обрушения грунта (особенно после его увлажнения), такие как: уменьшение крутизны откосов, отвод грунтовых и поверхностных вод, усиление креплений.

При появлении опасности обрушения грунта рабочие должны быть заблаговременно удалены из опасных мест.

9.6. При установке креплений верхняя часть их должна выступать над бровкой выемки не менее чем на 15 см.

Устанавливать крепления необходимо в направлении сверху вниз поэтапно по мере разработки выемки, не допуская образования незакрепленных стенок глубиной более 0,5 м.

Разборку креплений следует производить в направлении снизу вверх по мере обратной засыпки выемки.

9.7. Ремонтные работы, производимые без освобождения ремонтируемого газопровода от газа относятся к работам повышенной опасности, производимым в охранной зоне магистральных газопроводов. Действующими нормативными документами по охране труда предусматриваются правила производства таких работ. Кроме этого, условия болот и обводненной местности являются дополнительно осложняющими факторами, требующими предъявления следующих условий охраны труда, изложенных в п.п. 9.8.-9.11.

9.8. Проверка отсутствия утечек газа и загазованности с помощью газоанализатора и визуально, а также обследование газопровода с целью выявления факторов, свидетельствующих о снижении прочностных характеристик трубопровода должны производиться ежедневно по ремонтируемой и параллельным действующим ниткам газопровода.

Размеры зоны обследования от границ мест ремонта должны устанавливаться не менее следующих:

 

Условный диаметр, мм

500-600

600-800

800-1000

1000-1200

1200 и более

Расстояние, м

150

200

250

300

350

 

При обнаружении утечки газа или других дефектов, снижающих прочность трубопровода, все работы, не связанные с ликвидацией дефектов, должны быть прекращены до устранения последних.

9.9. Исправность технических средств, работающих на трассе, должна проверяться ежедневно перед началом работы с отметкой в рабочем журнале.

9.10. Машинисты землеройной техники, работающие на трассе, должны иметь опыт работы на применяемой марке машины не менее 1 года.

9.11. Место производства работ на трассе газопровода должно быть обеспечено надежной связью с диспетчерским пунктом.

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Инструкция по безогневой ремонтной технологии герметизации сквозных дефектов на действующих магистральных газопроводах, магистральных конденсатопроводах и резервуарах стальных. М, 1992 («Газпром»).

2. Временный руководящий документ по проведению ремонтных работ с применением клея «Монолит» на объектах газовой промышленности. М, ВНИИГАЗ, 1996.

3. Руководящий документ по применению материалов фирмы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности. М, Газпром, 1995.

4. Временная инструкция по проведению ремонтных работ на магистральных газопроводах под давлением газа. М, ВНИИГАЗ, 1995.

5. Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах. М, ВНИИГАЗ, 1997, РД-558-97.

6. И.И. Велиюлин. Совершенствование методов ремонта газопроводов. М, «Нефть и газ», 1977.

7. Временная инструкция по ремонту нефтепроводов с применением сварных муфт. М, ВНИИСТ, 1997.

8. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

9. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов ВСН 39-1.9-003-98, М, 1998.

10. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов ВСН 51-1-97, М, 1997.

11. Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «Порсил ЛТД» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности.

12. «Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах», ВНИИГАЗ, 1986.

13. Пооперационная технология капитального ремонта переходов через авто и железные дороги» ВНИИГАЗ, 1989.

14. «Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами», 1999.

15. «Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов», Р-51-31323949-42-99.

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

4. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ

5. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ГАЗА

5.1. Ремонт сквозных повреждений с применением специальных устройств

5.2. Ремонт с применением пайки

5.3. Ремонт с использованием полимерно-композиционных материалов

5.4. Ремонт с применением сварных муфт

5.5. Ремонт изоляции газопровода

6. ВЫБОРОЧНЫЙ РЕМОНТ НА ОСВОБОЖДЕННОМ ОТ ГАЗА УЧАСТКЕ ГАЗОПРОВОДА

7. ОСОБЕННОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА БОЛОТАХ

8. РЕМОНТ ПЕРЕХОДОВ ПОД АВТОМОБИЛЬНЫМИ И ЖЕЛЕЗНЫМИ ДОРОГАМИ

9. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

10. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

 

 

 

 

    Рейтинг@Mail.ru                   
Разместить сайт в тематическом сборнике, Разместить статью в каталоге. Прямая ссылка из рекламной статьи.. Реклама на сайте. Разместить рекламный баннер